KLIMATYCZNA
I gospodarka cyrkularna w praktyce
I miks energetyczny – jakie źródła wybrać?
I potencjał rozproszonych systemów energetycznych
Specjalizujemy się w tworzeniu najnowocześniejszych systemów generacji wody dla ciepłownictwa
Jakość wody ma kluczowe znaczenie w przemyśle energetycznym. Właściwie uzdatniona woda, to gwarancja wieloletniej, bezawaryjnej pracy systemu grzewczego oraz optymalizacja kosztów eksploatacji.
Układ przygotowania wody do uzupełnienia sieci ciepłowniczej
PONAD 300 ZREALIZOWANYCH PROJEKTÓW dla branży ciepłowniczej w Polsce
Szkolenia dla personelu obsługującego
Serwis gwarancyjny i pogwarancyjny w tym serwis prewencyjny
Z ŻYCIA BRANŻY
8 I Ciepłowniczy szok w Niemczech
Aleksandra Fedorska
10 I Potencjał rozproszonych systemów energetycznych
Jan Sakławski
12 I Technologie umożliwiające transformację w ciepłownictwie systemowym – część 2
Dorota Jeziorowska
14 I W przededniu (r)ewolucji – stan polskiej energetyki
Mateusz Piątkowski
16 I Energetyka pod strzechy, czyli jaka przyszłość czeka sieci dystrybucyjne?
Dawid Dębiński
18 I Rola wody w produkcji energii elektrycznej
Wojciech Sikorski
22 I Zarządzanie kompatybilnością rop naftowych
Dagmara Aptowicz, Krzysztof Bambinek
TEMAT NUMERU: DEKARBONIZACJA, OZE I ALTERNATYWNE ŹRÓDŁA ENERGII
26 I Gospodarka cyrkularna w praktyce. Jak zamienić odpad w energię?
Joanna Radzięda
32 I Dekarbonizacja – wyzwanie dla przemysłu, szansa dla gospodarki
Dalkia Polska
34 I Świt klastrów energii
Artur J. Tyński
38 I Optymalizacja kosztów energii elektrycznej w przedsiębiorstwie wod-kan. Dobre praktyki na przykładzie Wodociągów Białostockich
Beata Wiśniewska, Adam Siemienkowicz
44 I Od węgla przez biomasę po alternatywne paliwo z odpadów. Dywersyfikacja paliwowa krośnieńskiej elektrociepłowni
Krośnieński Holding Komunalny
48 I Skąd czerpać wodę do produkcji wodoru?
Andrzej Sikora
54 I Dekarbonizacja polskiego ciepłownictwa na przykładzie gorzowskiej elektrociepłowni
Wojciech Dobrak
59 I Masowe magazynowanie energii elektrycznej w wodzie. Elektrownie szczytowo-pompowe cz. 2
Grzegorz Peczkis
66 I 95ºC w Koninie
Rozmowa ze Sławomirem Lorkiem, prezesem MPEC Konin
70 I Budowa bezemisyjnego systemu dostaw ciepła dla mieszkańców miasta Choszczno
Lilli Wolny, Magdalena Komoszyńska
74 I Energetyczne wyzwania i przyszłość systemów ciepłowniczych
Rozmowa z Dorotą Jeziorowską, dyrektor
Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych
76 I Innowacyjny geotermalny system ciepłowniczy
czwartej generacji dla Nowego Tomyśla
Jacek Zimny, Jakub Szymiczek, Krzysztof Szczotka, Mieczysław Struś, Wojciech Kowalski
REMONTY I UTRZYMANIE RUCHU
84 I Shell Turbo N. Olej do sprężarek amoniakalnych
Radosław Gwardecki
88 I Wodór – zapewnienie bezpiecznej pracy urządzeń Agata Jażdżewska
GOSPODARKA CYRKULARNA W PRAKTYCE. JAK ZAMIENIĆ ODPAD W ENERGIĘ?
OD WĘGLA PRZEZ BIOMASĘ PO
ALTERNATYWNE PALIWO Z ODPADÓW. DYWERSYFIKACJA PALIWOWA
KROŚNIEŃSKIEJ ELEKTROCIEPŁOWNI
Krośnieński Holding Komunalny
CIEPŁOWNICTWO
95ºC W KONINIE
Patryk Cyran
redaktor wydania
tel. 32 415 97 74 wew. 15
tel. kom. 728 499 502
e-mail: patryk.cyran@e-bmp.pl
W obliczu globalnych wyzwań związanych ze zmianami klimatycznymi, konieczność przekształcenia naszego systemu energetycznego stała się nieodzowna. Podjęcie działań mających na celu ograniczenie emisji gazów cieplarnianych, zwłaszcza dwutlenku węgla, jest nie tylko prawnym obowiązkiem, ale także strategiczną koniecznością dla długoterminowego zrównoważonego rozwoju.
Dekarbonizacja stanowi fundament naszych wysiłków na rzecz ochrony klimatu. Wraz z upowszechnianiem alternatywnych i odnawialnych źródeł energii, takich jak energia słoneczna, wiatrowa, geotermalna, wodna i inne, dążymy do zastąpienia tych tradycyjnych, zwłaszcza węglowych. To nie tylko minimalizuje naszą zależność od paliw kopalnych, ale także tworzy warunki dla transformacji sektora energetycznego.
Alternatywne i odnawialne źródła energii mają niezaprzeczalne atuty. Przede wszystkim są one czystsze dla środowiska, generując znacznie mniejsze emisje gazów cieplarnianych. Ponadto, rozwój technologii związanych z tymi źródłami umożliwia coraz większą efektywność ich wykorzystania, a co za tym idzie, obniżenie kosztów produkcji. W efekcie alternatywne źródła energii stają się nie tylko atrakcyjnym rozwiązaniem ekologicznym, ale także ekonomicznie konkurencyjnym w długoterminowej perspektywie.
W niniejszym wydaniu magazynu skupiamy się właśnie na dekarbonizacji, odnawialnych i alternatywnych źródłach. W temacie numeru znajdą państwo m.in. artykuł
Wojciecha Dobraka, który na przykładzie gorzowskiej elektrociepłowni opisuje dekarbonizację polskiego ciepłownictwa. Joanna Radzięda przedstawia z kolei gospodarkę cyrkularną w praktyce, a Artur Tyński rozwija tematykę klastrów energii. W „zielonym” dziale dowiecie się również, jak przebiega dywersyfikacja paliwowa krośnieńskiej elektrociepłowni. Wodór to także „bardzo gorący” temat – Andrzej Sikora wyjaśnia, skąd brać wodę do jego produkcji.
Tradycyjnie, w numerze zamieszczamy i inne działy, poświęcone ciepłownictwu czy remontom i utrzymaniu ruchu. Wiedzieli państwo, że w Koninie znajduje się najgorętsze źródło ciepłowni geotermalnej w Polsce? Prezes miejscowego MPEC-u, Sławomir Lorek, zdradza w wywiadzie znacznie więcej ciekawostek. Innowacyjny geotermalny system ciepłowniczy czwartej generacji zaprojektowano również dla Nowego Tomyśla. Więcej o programie modernizacji miejskiego systemu ciepłowniczego – na stronie 76. Życzę państwu przyjemnej lektury. Mam nadzieję, że nasz magazyn dostarczy wartościowej wiedzy, której potrzebujemy, aby zmieniać nasz świat w lepsze, czystsze i bezpieczniejsze miejsce. Obieramy zatem kierunek na neutralność klimatyczną (przy okazji: do zobaczenia 5-6 czerwca na Forum Zielonego Przemysłu, organizowanym przez BMP).
Wydawca: BMP spółka z ograniczoną odpowiedzialnością spółka komandytowa
KRS: 0000406244, REGON: 242 812 437 NIP: 639-20-03-478 ul. Morcinka 35 47-400 Racibórz tel./fax 32 415 97 74 tel.: 32 415 29 21, 32 415 97 93 energetyka@e-bmp.pl www.kierunekenergetyka.pl
BMP to firma od 30 lat integrująca środowiska branżowe, proponująca nowe formy budowania porozumienia, moderator kontaktów biznesowych, wymiany wiedzy i doświadczeń. To organizator branżowych spotkań i wydarzeń – znanych i cenionych ogólnopolskich konferencji branżowych, webinariów, wydawca profesjonalnych magazynów i portali.
Rada Programowa: prof. Jan Popczyk, przewodniczący Rady Programowej, Politechnika Śląska prof. Andrzej Błaszczyk, prezes zarządu HYDRO-POMP
dr hab. inż. Wojciech Bujalski, prof. PW, Politechnika Warszawska
dr hab. inż. Maria Jędrusik, prof. nadzw. PWr, Politechnika Wrocławska
Henryk Kaliś, przewodniczący Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu, prezes Izby Energetyki Przemysłowej i Odbiorców Energii dr hab. inż. Roman Krok, prof. Pol. Śl., Politechnika Śląska prof. Janusz Lewandowski, Politechnika Warszawska
dr inż. Jerzy Łaskawiec, ekspert ds. energetyki dr Joanna Maćkowiak-Pandera, prezes zarządu Forum Energii dr Małgorzata Niestępska, prezes zarządu PEC Ciechanów
Jan Sakławski, Kancelaria Brysiewicz, Bokina, Sakławski i Wspólnicy dr inż. Andrzej Sikora, prezes zarządu Instytutu Studiów Energetycznych Sp. z o.o., Akademia Górniczo-Hutnicza im. St. Staszica w Krakowie Waldemar Szulc, dyrektor biura, Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie
Prezes zarządu BMP Spółka z ograniczoną odpowiedzialnością Sp. k. Adam Grzeszczuk
Redaktor naczelny
Przemysław Płonka
Redaktor wydania
Patryk Cyran
Redakcja techniczna
Marcelina Gąsior
Kolportaż rafał.ruczaj@e-bmp.pl
Sprzedaż:
Krzysztof Sielski, Jolanta Mikołajec-Piela, Marta Mika, Magda Widrińska, Ewa Dombek, Monika Majewska
Magazyn kierowany jest do prezesów, dyr. ds. technicznych i głównych specjalistów (mechaników, automatyków, energetyków) reprezentujących branżę energetyczną, organizatorów targów, sympozjów, imprez branżowych, urzędów, ministerstw, instytutów, wyższych uczelni oraz biur projektowych. Redakcja nie odpowiada za treść reklam. Niniejsze wydanie jest wersją pierwotną czasopisma
Wykorzystywanie materiałów i publikowanie reklam opracowanych przez wydawcę wyłącznie za zgodą redakcji. Redakcja zastrzega sobie prawo do opracowywania nadesłanych tekstów oraz dokonywania ich skrótów, możliwości zmiany tytułów, wyróżnień i podkreśleń w tekstach.
Artykułów niezamówionych redakcja nie zwraca. Fot. na okładce: 123rf
XXX Sympozjum Naukowo-Techniczne Wiosenne Spotkanie Ciepłowników odbyło się 25-27 kwietnia 2023 w Zakopanem. W konferencji wzięło udział 750 uczestników. W programie tego jednego z największych sympozjów dla energetyki w Polsce, znalazło się 7 sesji tematycznych, 53 referaty, 2 debaty. Więcej informacji na kierunekenergetyka.pl
Fot.: BMP
PGE Energia Ciepła, z Grupy PGE, oficjalnie przekazała plac budowy generalnemu wykonawcy – konsorcjum Polimex Energetyka oraz Polimex Mostostal. Nowa jednostka wytwórcza, zasilana paliwem gazowym, powstanie na terenie Elektrociepłowni Bydgoszcz II. Zakończenie całości prac zaplanowano na 2025 rok.
W KILKA SEKUND
Blisko 70 kilogramów ładunków wybuchowych i 1560 otworów potrzebowali specjaliści, by w kontrolowany sposób wyburzyć nieczynną chłodnię kominową Elektrowni Łagisza. Kilkusekundowa detonacja ponad 1800 m3 zbrojonego betonu poprzedzona była pracami trwającymi od połowy kwietnia.
Źródło i fot.: tauron.pl
POPRZEMYSŁOWYCH KOPALNI
BEŁCHATÓW PRZYBYŁO
365 TYSIĘCY NOWYCH DRZEW
Kopalnia Bełchatów, oddział spółki PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna z Grupy PGE, systematycznie prowadzi rekultywację terenów pogórniczych. W ramach wiosennej akcji sadzenia drzew, na powierzchni około 21 hektarów posadzono 185 tys. sadzonek dwuletniej sosny zwyczajnej. W ramach rekultywacji biologicznej terenów poeksploatacyjnych tylko od jesieni 2022 roku do dziś kopalnia posadziła ponad 365 tysięcy nowych, liściastych i iglastych drzewek. Na obszarach poprzemysłowych
PGE GiEK powstają nowe wartościowe krajobrazy i ekosystemy, dzięki którym rozwija się bioróżnorodność.
Źródło i fot.: pgegiek.pl
Pod koniec 2022 roku została podpisana umowa z wykonawcą inwestycji, zakładająca wykonanie w formule „pod klucz” projektu i zabudowy pięciu agregatów kogeneracyjnych, bazujących na silnikach gazowych, o mocy łącznej 52,6 MWe oraz źródła rezerwowo-szczytowego (gazowego kotła wodnego, elektrodowego kotła wodnego oraz gazowej wytwornicy pary) o mocy łącznej ponad 70 MWt, umożliwiających bezpieczną eksploatację i zapewnienie parametrów gwarantowanych.
Źródło i fot.: pgeenergiaciepla.pl
W Jeleniej Górze została właśnie oddana do użytku ekologiczna inwestycja energetyczna. Czystsze powietrze w Kotlinie Jeleniogórskiej zapewni nowy układ wysokosprawnej kogeneracji gazowej. To kolejna i nie ostatnia tego typu inwestycja w Grupie Kapitałowej ECO.
Już w 2018 roku ECO Kogeneracja pozyskała dofinansowanie z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej na budowę kolejnych układów kogeneracyjnych. Jednym z nich jest ten, który powstał w Jeleniej Górze. Rozwój układów kogeneracyjnych w dużym stopniu przyczynia się do poprawy jakości powietrza, ponieważ w jednym ekologicznym źródle produkowana jest zarówno energia cieplna, jak i elektryczna. Źródło i fot.: ecosa.pl
osób zrealizowało tysiąc projektów społecznych. Enea patronowała programowi „Energia w nauce”, z którego skorzystało blisko 300 000 beneficjentów
Źródło: enea.pl
Generalna Dyrekcja Dróg Krajowych i Autostrad udostępnia kierowcom nowe stacje ładowania pojazdów elektrycznych, które zlokalizowane są na Miejscach Obsługi Podróżnych (MOP) o funkcji podstawowej (dawnej kategorii I). Budowanie takich stacji przyczynia się do rozwoju elektromobilności w naszym kraju, a tym samym do zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych generowanych przez transport.
Źródło: GDDKiA
Enea Operator wybudowała nową stację energetyczną (GPZ) 110/15 kV w Suchym Lesie, znajdującym się w bezpośrednim sąsiedztwie Poznania. Inwestycja przyczyni się do rozwoju energetyki odnawialnej na terenie zachodniej Polski poprzez wzrost potencjału sieci do przyłączania nowych OZE. Zastosowane przez
Enea Operator nowoczesne rozwiązania techniczne zwiększają również niezawodność dostaw energii elektrycznej do odbiorców w gminie Suchy Las i sąsiednich miejscowościach.
Źródło i fot.: enea.pl
– Od kilku lat statuetką Przyjaciela Redakcji nagradzamy osoby, na których pomoc możemy zawsze liczyć, które wspierają nas swoją wiedzą i doświadczeniem podczas
budowania programów
konferencji czy
w przygotowywaniu kolejnych wydań naszych magazynów.
Taką osobą jest z pewnością
Dorota Jeziorowska – powiedział
Przemysław Płonka, redaktor
naczelny wydawnictwa BMP.
Statuetka została wręczona 25 kwietnia 2023 r. podczas
konferencji Wiosenne Spotkanie Ciepłowników.
Rozwój OZE w ostatnich latach jest u nas bezprecedensowy i dzisiaj nawet przekraczamy to, do czego zobowiązała nas UE. Mamy już bardzo konkretne, rozpisane w czasie plany przebudowy naszego miksu energetycznego, w stronę OZE i energetyki jądrowej
– Jacek Sasin,
wiceprezes Rady Ministrów, minister aktywów
Źródło gov.pl
INSTALACJA PRODUKCJI
WODORU W ELEKTROLIZERZE
ZINTEGROWANYM
Z ELEKTROCIEPŁOWNIĄ
W Elblągu działa pierwsza na świecie dwukierunkowa instalacja produkcji wodoru w oparciu o ogniwa stałotlenkowe, współpracująca z blokiem biomasowym BB20 elektrociepłowni. To efekt projektu prowadzonego od trzech lat przez Centrum Badawczo-Rozwojowe im. Faradaya z Grupy Energa oraz Instytut Maszyn Przepływowych we współpracy z Instytutem Energetyki. Rozwiązanie bazuje na polskich patentach, technologii i know-how.
W 2022 r. wodór stanowił mniej niż 2% zużycia energii w Europie i był wykorzystywany głównie do produkcji produktów chemicznych, takich jak tworzywa sztuczne i nawozy. 96% tego wodoru było produkowane przy użyciu gazu ziemnego, co powodowało znaczne ilości emisji CO2. Komisja Europejska zaproponowała, aby do 2030 roku produkować 10 mln ton wodoru odnawialnego. Będzie on używany m.in. do napędzania pojazdów, ogrzewania, ale też produkcji paliw syntetycznych.
Źródło i fot.: energa.pl
Decyzja o sprzedaży tak przyszłościowej części firmy Viessmann, jaką jest produkcja pomp ciepła, amerykańskiemu koncernowi Carrier Global to szok dla niemieckiej opi nii publicznej.
Viessmann jest niemiecką firmą z długą tradycją. Początki jej działalności to rok 1917, a więc okres Cesarstwa Niemieckiego. Przedsiębiorstwo prowadzone jest już w czwartym pokoleniu przez członków rodziny Viessman, a obroty spółki pobiły w zeszłym roku wszelkie rekordy, sięgając do 4 mld euro. Nic dziwnego: Viessmann to bowiem producent instalacji grzewczych, będący jednym ze zwycięzców w procesie walki ze zmianami klimatycznymi, zwłaszcza w sektorze budowlanym. Ten globalny gracz zatrudnia około 14 500 osób w 22 krajach. Firma jest też absolutnym liderem niemieckiego rynku. Nic zatem dziwnego, że informacja o sprzedaży części spółki wywołała ogromne poruszenie.
Reakcja władz
Niemiecki minister ds. gospodarki i klimatu
portali branżowych. Jej specjalizacją jest polityka energetyczna Niemiec,
Robert Habeck podał do wiadomości, że zamierza sprawdzić prawidłowość tej transakcji. Warto tu podkreślić, że niemiecki rząd jest uprawniony do sprawdzenia każdej sytaucji, w której zagraniczna inwestycja przekracza 10%. – Będziemy przyglądać się temu przy każdym kolejnym kroku i prowadzimy rozmowy ze sprzedającym i inwestorem, tak aby projekt ten służył naszej gospodarce i Niemcom jako miejscu prowadzenia działalności gospodarczej – powie dział Habeck 25 kwietnia.
Beneluksu. Śledzi przebieg kampanii wyborczych we wszystkich wymienionych krajach pod względem
Wyjaśnił on opinii publicznej, że korzyści płynące z nie mieckiej polityki energetycznej i generowane przez nią zyski muszą nadal służyć Niemcom jako miejscu pro wadzenia działalności gospodarczej. Zwłaszcza, aby niemieckie firmy dysponowały zaawansowaną technologią pomp ciepła.
Federalny Urząd Kartelowy oraz Komisja UE prawdopo dobnie także zbadają transakcję pod kątem aspektów związanych z prawem konkurencji oraz to, czy Carrier Glo bal uzyskuje w ten sposób nadmierną pozycję rynkową poprzez zakup Viessmanna, ze szkodą dla konsumentów. Jest jednak mało prawdopodobne, że zatrzyma tę fuzję ze względu na konkurencję azjatycką – podaje niemiecka gazeta „Handelsblatt”.
Co oznacza sprzedaż?
Także dla niemieckich ekspertów decyzja Viessmanna jest dużym zaskoczeniem. Zwłaszcza, że w ostatnich latach
szczytowym i dalekim od upadku, co jest zawsze bardzo korzystne przy sprzedaży firmy. Parę lat później sytuacja Viessmanna mogłaby wyglądać dużo gorzej, co uniemożliwiłoby opłacalną sprzedaż.
Energetyka rozproszona to temat odmieniany w ostatnim czasie przez wszystkie przypadki. Różne jej elementy, takie jak energetyka przemysłowa, społeczności energetyczne, prosumenci czy lokalne sieci coraz częściej stanowią centrum debaty o transformacji energetycznej naszego kraju. Zwykle bywa jednak tak, że jeżeli o czymś mówią wszyscy, to w tłumie giną głosy rozsądku i trudno zorientować się, w którym miejscu mamy do czynienia z radosnym nawijaniem makaronu na uszy, a w którym z rzeczowym i zgodnym z prawdą przedstawieniem problemu.
W przypadku energetyki rozproszonej intuicyjnie myśli społeczeństwa kierują się w stronę prosumenta i jego zdolności do zabezpieczenia własnych potrzeb energetycznych za pośrednictwem zlokalizowanej na dachu instalacji PV i zamontowanych w budynku pomp ciepła. W potocznym rozumieniu taki delikwent śmieje się w twarz blackoutom, kpi sobie z problemów sieciowych i bohatersko stawia czoła energetyce systemowej, będąc w pełni niezależnym i samowystarczalnym „prepersem”. Oczywiście nie ma nic złego w byciu przygotowanym na najgorsze, ale musimy mieć świadomość, że 10 kW PV na naszym dachu nie pozwoli nam odciąć się od sieci dystrybucyjnej. Zdarzać się będą dni pochmurne i miesiące zimowe, w których nasłonecznienie jest na bardzo niskim poziomie. Nie poratuje też przydomowa instalacja magazynowa, ponieważ – abstrahując już od kosztu jej instalacji – skala takiego magazynu nie pozwalałaby na rezygnację z zasilania sieciowego. O ile więc „prosument” – brzmi dumnie, to wciąż jest to niewielki element stabilności systemu. Element, dodajmy, nierzadko powodujący pewne problemy, na co dobitnym dowodem była konieczność przejścia z systemu net-meteringu na net-billing. Na obecnym etapie sieć nie może robić za niemal darmowy magazyn energii dla prosumentów – nie tędy droga. Dobrze byłoby stonować entuzjazm w tym zakresie i zdać sobie sprawę, że nie zostaniemy społeczeń-
Jan Sakławski
Partner, radca prawny Kancelarii Brysiewicz, Bokina, Sakławski i Wspólnicy
stwem prepersów, choć promujący taką postawę serial „The Last of Us” us był w mojej ocenie znakomity. Społeczności energetyczne Nieco bardziej optymistycznie wygląda dyskusja o społecznościach energetycznych. Być może po latach doczekamy się wreszcie wdrożenia dotyczących ich przepisów dyrektywy RED II. Dotychczas mieliśmy w polskim systemie prawnym jedynie dwa rodzaje społeczności – spółdzielnie, przeznaczone raczej dla odbiorców w gospodarstwach domowych i stanowiące format dostępny jedynie dla mieszkańców gmin wiejskich i miejsko-wiejskich, oraz klastry. Klastry, które w oczach wielu obserwatorów stanowiły zalążek rzeczywistych lokalnych mikrokosmosów energetycznych, ale w rzeczywistości nie dawały swoim członkom nic poza możliwością bycia zaproszonym do Ministerstwa Klimatu na kolejne „grupy robocze”. Sytuacja w tym zakresie zmienia się jednak dynamicznie. Gdy piszę te słowa, w Sejmie procedowany jest projekt nowelizacji ustawy o odnawialnych źródłach energii, który po pierwsze wprowadza trzeci rodzaj społeczności energetycznej, a po drugie daje uczestnikom klastra szereg narzędzi powodujących, że członkostwo w tym tworze wreszcie zacznie mieć sens.
Uczestnicy klastra będą mogli zostać zwolnieni z opłaty OZE i opłaty kogeneracyjnej. Ponadto, po spełnieniu warunków
dotyczących autokonsumpcji na terenie klastra staną się uprawnieni do ulgi w zakresie opłat dystrybucyjnych, na zasadzie: im większa autokonsumpcja, tym większa ulga. Wydaje się więc, że będziemy mieć do czynienia ze stymulantem, który pobudzi lokalną energetykę. W celu osiągnięcia korzyści, o których mowa powyżej, koordynator i uczestnicy klastra będą zmuszeni współpracować tak, aby wytwarzana lokalnie energia elektryczna była konsumowana przez lokalnych odbiorców. Spowoduje to wspomnianą obniżkę opłat dystrybucyjnych. Jednocześnie wciąż możliwe będzie korzystanie z systemów wsparcia przeznaczonych dla źródeł odnawialnych czy wspierania efektywności energetycznej. Znacząco zbliżamy się w ten sposób do modelu docelowego, w którym energia będzie nie tylko lokalnie wytwarzana, ale też lokalnie konsumowana. Na marginesie można dodać, że z oczywistych względów system taki jest znacząco bardziej odporny na aktualne dzisiaj zagrożenia, takie jak ataki na infrastrukturę krytyczną, a co za tym idzie – poza korzyściami ekonomicznymi niesie ze sobą również korzyści w postaci zwiększenia bezpieczeństwa dostaw. Gdyby „genialny negocjator” (za D. Trumpem) Władimir Władimirowicz postanowił uderzyć w elektroenergetyczne sieci przesyłowe, to znacząco trudniej byłoby mu wywołać zamierzony efekt w sytuacji, w której w Polsce funkcjonowałoby kilkaset lub nawet kilka tysięcy lokalnych systemów energetycznych.
Energetyka przemysłowa
I wreszcie ostatni element układanki o energetyce rozproszonej – energetyka przemysłowa – prawdopodobnie najbliższy sercu czytelników. I tutaj powtórzyć można te same wątki co zawsze. Ogromne problemy z przyłączeniem dużych mocy, brak przepisów dotyczących linii bezpośredniej (aczkolwiek zaczyna świecić światełko w tunelu) i dziwne stanowiska OSD w kwestii własnej produkcji. Pierwsza kwestia doczekała się już tylu opracowań i tekstów, że nie ma sensu jej tutaj szerzej omawiać. Dość powiedzieć, że operatorzy wydają odmowy sztampowe napisane na szymelu, powołując się na problemy z przyłączeniem morskich farm wiatrowych lub problemy po stronie PSE, na które OSD oczywiście nie mają wpływu… W drugiej sprawie nadciąga rzeczywiście ofensywa legislacyjna i będziemy mieć do czynienia z ułatwieniami w przypadku linii bezpośrednich łączących wyodrębnioną jednostkę wytwórczą (nieprzyłączoną samodzielnie do sieci) z urządzeniami spółki obrotu lub odbiorcy w taki sposób, by energia wytworzona w tej jednostce nie miała technicznej możliwości wprowadzenia do sieci. Niestety ustawodawca, wsłuchując się w uwagi regulatora, wprowadził również
obciążającą odbiorcę energii z linii bezpośredniej opłatę solidarnościową. Ma ona częściowo zrekompensować straty OSD płynące z mniejszych opłat dystrybucyjnych wynikających po prostu z mniejszego poboru energii przez zakład korzystający z linii bezpośredniej. O ile rozumiem dbałość o interesy OSD to linia bezpośrednia służy temu, żeby opłat dystrybucyjnych nie ponosić i zwiększyć samowystarczalność energetyczną. Zobaczymy jeszcze, jak będzie to funkcjonowało w praktyce.
Wydaje się, że w końcu będziemy mieć do czynienia ze stymulantem, który pobudzi lokalną energetykę
Trzecia ze wskazanych kwestii w zasadzie łączy się z drugą. W ostatnim czasie nie sposób zrozumieć podejścia niektórych operatorów do przyłączania instalacji „za licznikiem”. Oczywiście po wprowadzeniu wyżej opisanych zmian sytuacja ta będzie podpadać pod schemat z linią bezpośrednią, ale aktualnie operatorzy nierzadko uważają, że zbudowanie sobie wewnątrzzakładowej instalacji wymaga uzyskania warunków przyłączenia, nawet jeżeli z uwagi na zainstalowanie ograniczników energia z tej instalacji nie będzie miała technicznej możliwości wyjścia na sieć. Trudno znaleźć podstawę prawną takiego działania, ale jest ono utrudnieniem dla przemysłu, który nie wie, czy podejmując się realizacji takiej inwestycji nie łamie prawa. Można jednak mieć nadzieję, że nowe przepisy rozwiążą ten problem definitywnie i nikt już nie będzie się obawiał budowania własnych źródeł, będących w zasadzie kwintesencją energetyki rozproszonej. ***
Opisałem wyżej, pokrótce, jedynie kilka z elementów całej koncepcji energetyki rozproszonej. Do tego trzeba byłoby dołożyć jeszcze inteligentnych odbiorców (czy też liczniki, ale wolę pisać o odbiorcach), systemy BESS, modernizację sieci, wzrost kultury zużycia energii itd. itp. Wszystko to będzie musiało się wydarzyć w najbliższych latach, jeżeli znowu będziemy chcieli, by rachunki za energię elektryczną przestały spędzać nam sen z powiek.
Jak wskazywałam w poprzednim felietonie, wybór technologii możliwych do zastosowania w procesie transformacji systemów ciepłowniczych będzie silnie zależny nie tylko od warunków technicznych zaimplementowania danego rozwiązania, ale w dużej mierze od wymogów określonych w regulacjach, zmienionych w ramach unijnego pakietu „Fit for 55”.
Biorąc pod uwagę wiele uwarunkowań, planując w odniesieniu do danego systemu ciepłowniczego procesy inwestycyjne w zakresie zastępowania lub modernizacji istniejących aktywów wytwórczych, warto odnosić się do spełnienia przez ten system kryterium efektywnego systemu ciepłowniczego, które w zmienionej dyrektywie
EED jest zdefiniowane w sposób złożony, obejmujący kamienie milowe w kolejnych przedziałach czasowych. Z bardzo dużym prawdopodobieństwem zasadnicza definicja efektywnego systemu ciepłowniczego wskazywać będzie na następujące parametry jakościowe i ilościowe ciepła dostarczanego do sieci ciepłowniczej z przyłączonych jednostek wytwórczych (a właściwie ich zmiany):
• od 1 stycznia 2028 r.: system wykorzystuje co najmniej 50% energii odnawialnej, 50% ciepła odpadowego, 50% kombinacji energii odnawialnej i ciepła odpadowego, 80% ciepła z wysokosprawnej kogeneracji albo co najmniej kombinację ciepła wprowadzanego
do systemu ciepłowniczego, gdzie udział energii odnawialnej wynosi co najmniej 5% i całkowity udział energii odnawialnej, ciepła odpadowego lub wysokosprawnej kogeneracji wynosi co najmniej 50%;
• od 1 stycznia 2035 r.: system wykorzystuje co najmniej 50% energii odnawialnej, 50% ciepła odpadowego, 50% kombinacji energii odnawialnej i ciepła odpadowego albo system, w którym całkowity udział energii odnawialnej, ciepła odpadowego lub wysokosprawnej kogeneracji wynosi co najmniej 80%, a całkowity udział energii odnawialnej lub ciepła odpadowego to co najmniej 35%;
• od 1 stycznia 2040 r.: system wykorzystuje co najmniej 75% energii odnawialnej, 75% ciepła odpadowego albo 75% kombinacji energii odnawialnej oraz ciepła odpadowego i jednocześnie całkowity udział energii odnawialnej, ciepła odpadowego i wysokosprawnej
kogeneracji to co najmniej 95%, przy minimalnym udziale OZE lub ciepła odpadowego na poziomie 35%;
• od 1 stycznia 2045 r.: system wykorzystuje co najmniej 75% energii odnawialnej, 75% ciepła odpadowego albo 75% kombinacji energii odnawialnej i ciepła odpadowego;
• od 1 stycznia 2050 r.: system wykorzystuje wyłącznie energię odnawialną, ciepło odpadowe lub ich kombinację.
Przewiduje się również alternatywne podejście do definicji, gdzie kryterium określone jest za pomocą jednostkowego wskaźnika emisji CO2 ciepła dostarczanego do odbiorcy końcowego. Jednak biorąc pod uwagę specyfikę polskiego sektora (znaczna liczba dużych i bardzo dużych systemów ciepłowniczych), podejście to jest raczej znacznie mniej korzystne.
Mamy więc trzy główne kategorie technologii jako tych determinujących jakość ciepła: ciepło z OZE, ciepło odpadowe i ciepło z wysokosprawnej kogeneracji. Ciepło odpadowe (z różnych źródeł) jest doskonałym rozwiązaniem do wykorzystania, należy jednak pamiętać, że nie w każdej lokalizacji takie źródła są dostępne, a często, jeśli tak jest, nie są to duże wolumeny – ciepło odpadowe może stanowić bardzo dobre źródło uzupełniające. Bardzo cieszy, pomimo trudnego początku, docenienie wartości wysokosprawnej kogeneracji. Nie widać obecnie alternatywy dla jednostek kogeneracji jako podstawowego źródła ciepła w dużych i bardzo dużych systemach ciepłowniczych. W znacznej mierze będą to jednostki wytwórcze opalane gazem, które z czasem zapewne będą przechodzić na zielony wodór czy biometan – w momencie, kiedy podaż tego paliwa będzie istotnie większa niż obecnie i powstanie odpowiednia infrastruktura przesyłowa i dystrybucyjna do celu jego dostarczania.
OZE w ciepłownictwie systemowym
Katalog rozwiązań OZE w systemach ciepłowniczych jest dość ograniczony, ponadto im większy system, tym mniejsze możliwości w tym zakresie. Na pewno tam, gdzie będzie to możliwe, zostaną wykorzystane źródła geotermalne i wielkoskalowe pompy ciepła, np. na ściekach. Duże nadzieje, jak już wspominałam w poprzednim felietonie, daje możliwość użycia nadwyżek energii elektrycznej z OZE do
wytwarzania ciepła z OZE, co będzie możliwe na podstawie zawartych umów PPA (najkorzystniejsze rozwiązanie). Swoją rolę w procesie transformacji ma do odegrania również biomasa, choć niewątpliwie sytuacja związana z tym paliwem, przez zaostrzane wymogi KZR, jest coraz trudniejsza. Zielone węglowodory przywołałam już powyżej. Należy jednak pamiętać, że zwłaszcza w przypadku większych systemów ciepłowniczych i tak podstawowym źródłem ciepła będą jeszcze długo jednostki kogeneracji.
Katalog rozwiązań OZE w systemach ciepłowniczych jest dość ograniczony, ponadto im większy system, tym mniejsze możliwości w tym zakresie
Wielkim nieobecnym mojego zestawienia jest wykorzystanie odpadów komunalnych i paliwa RDF. Dlaczego?
Zgodnie ze zmienianą dyrektywą ETS, Komisja Europejska rozpocznie od 1 stycznia 2024 r. weryfikację i raportowanie emisji gazów cieplarnianych w instalacjach termicznego przekształcania odpadów komunalnych (ITPOK) i opracuje do 31 lipca 2026 r. raport, w którym oceniona zostanie zasadność włączenia ich do systemu handlu uprawnieniami do emisji EU ETS od 2028 r. z możliwą derogacją do 31 grudnia 2030 r. Trudno się niestety spodziewać, że weryfikacja ta odbędzie się korzystnie dla tych jednostek wytwórczych, stąd nie wydaje się, żeby powstawały nowe instalacje tego typu. ***
Łatwo niestety nie będzie, ale podstawą jest tutaj właściwe planowanie zaopatrzenia w ciepło na poziomie danego systemu ciepłowniczego i odpowiednia weryfikacja możliwości dostępnych w konkretnej lokalizacji.
Odejście od węgla kamiennego, większa ilość OZE i widoczne na horyzoncie elektrownie jądrowe – to przyszłość polskiej energetyki, choć nie tak daleka jak jeszcze niedawno zakładano. Czy Krajowy System Energetyczny jest na to gotowy?
Nie jest tajemnicą, że nasza rodzima energetyka konwencjonalna od wielu lat bazuje przede wszystkim na węglu kamiennym, brunatnym i „odrobinie” gazu oraz biomasy. Oczywiście, zdarzają się takie perełki, jak „Zielony Blok” pracujący w Elektrowni Połaniec, opalany w 100% biomasą, jednakże to tylko wyjątek potwierdzający regułę. W kategorii energetyki niekonwencjonalnej nieustannie przoduje energia pochodząca z wiatru oraz słońca. Analizując raport KSE za 2022 rok1, można zauważyć, że produkcja energii przez elektrownie zawodowe, których lwia część działa na węgiel kamienny oraz brunatny, odpowiada za ponad połowę całkowitej produkcji energii elektrycznej. Patrząc na konieczność odchodzenia od paliw kopalnych, należy przyznać, że statystyki te nie napawają optymizmem.
Energetyka krajowa
Chcąc jakkolwiek przybliżyć temat polskiej energetyki, trzeba spojrzeć na niego dosyć szeroko. Przeważająca część obecnie pracujących w elektrowniach i elektrociepłowniach kotłów energetycznych ma za sobą 30, 40 lat funkcjonowania, a czasami nawet i więcej. Oprócz samej części technicznej warto również pochylić się nad codziennością, czyli nad tym, jak przez te wszystkie lata zmieniły się trendy oraz zapotrzebowania wobec dostępności energii elektrycznej. Oczywistym jest, że stały rozwój społeczeństwa powoduje coraz większe zapotrzebowanie na energię, ale co równie istotne i często niezauważane to zmiana np. godzin pracy niektórych sektorów gospodarki. Duże zakłady przemysłowe niejednokrotnie przestawiły sposób swojej produkcji, przechodząc z pracy całodobowej tylko na dzienną, działając w tym czasie z maksymalną wydajnością. Dodając do tego odnawialne
Mateusz Piątkowski absolwent Energetyki na Wydziale Inżynierii Środowiska i Energetyki Politechniki Krakowskiej im. Tadeusza Kościuszki. Student studiów II stopnia. Członek Koła Naukowego Energetyki i Ochrony Środowiska
źródła energii, takie jak turbiny wiatrowe i panele fotowoltaiczne, można zauważyć wyraźne zachwianie stałości dostaw energii elektrycznej. Zarówno energetyka wiatrowa, jak i słoneczna nie są źródłami stabilnymi, natomiast mają pierwszeństwo w dostępie do sieci. Co jakiś czas na różnych portalach internetowych czy też w mediach pojawiają się informacje o kolejnym rekordzie produkcji energii przez źródła odnawialne. Trzeba jednak pamiętać, że nie zawsze warunki są na tyle sprzyjające, aby mogły one wyprodukować tak duże ilości energii elektrycznej; tym bardziej nie jest to możliwe przez cały rok. Wszystkie wymienione aspekty sprawiają, że kotły energetyczne, które w fazie projektowania miały być przeznaczone do ciągłej pracy praktycznie na maksimum swoich możliwości jako podstawa systemu energetycznego, funkcjonują ze zmiennymi wartościami mocy lub nawet na minimum technicznym, albo są też odstawiane na konkretny czas. Wypadkową tego typu działań jest zwiększająca się liczba awarii oraz niezbędnych remontów, to z kolei prowadzi do częstszych i dłuższych przerw w pracy danego bloku cieplnego, a sumarycznie do strat mocy.
Co dalej z elektrowniami konwencjonalnymi?
Według dokumentu PEP 2040 oraz najnowszego komunikatu Ministerstwa Klimatu i Środowiska: „(…)Ponadto, do 2040 r. nastąpi głęboka dywersyfikacja technologiczna miksu elektroenergetycznego, a źródła zeroemisyjne (OZE i atom) będą stanowić ok. 74 proc. mocy zainstalowanych i pokryją ok. 73 proc. zapotrzebowania na energię elektryczną”2 należy spodziewać
się jeszcze większego udziału odnawialnych źródeł energii w miksie energetycznym oraz pierwszych instalacji, które będą uzyskiwały energię elektryczną z atomu. Te plany oraz zapowiedzi jednoznacznie wskazują na stopniowe wygaszanie bloków energetycznych opalanych węglem kamiennym i brunatnym. W tym miejscu warto również przypomnieć, że już w 2030 roku rozpocznie się stopniowe wygaszanie Elektrowni Bełchatów, największej działającej obecnie w Polsce elektrowni konwencjonalnej. Mimo to w fazie realizacji są już projekty nowych kotłów energetycznych, kotłów gazowych. Takie jednostki mają powstać w Rybniku oraz w Ostrołęce. Blok gazowy w Elektrowni Rybnik ma zastąpić cztery, zasilane węglem kamiennym bloki o łącznej mocy 900 MW, natomiast ten w Ostrołęce ma cechować się mocą na poziomie 745 MW. Jednostki te są budowane przede wszystkim z myślą o okresie przejściowym w krajowej energetyce. W porównaniu do bloków węglowych te gazowe są lepsze praktycznie na każdym polu, począwszy od kosztów budowy, na wynikach sprawności kończąc. W związku z tym wydawałoby się, że jest to idealne rozwiązanie, aby spokojnie przeprowadzić transformację energetyczną. Pozostaje jednak jeden zasadniczy minus, którym jest brak wystarczających złóż gazu na terenie kraju, mogących sprostać zapotrzebowaniu takich elektrowni. Gaz do ich zasilenia będzie sprowadzany z innych państw, a jak wiadomo sytuacja geopolityczna mocno wpływa na światowy rynek surowców. Nie jest to więc źródło energii, na którym można oprzeć bezpieczeństwo energetyczne Polski.
To jednak rewolucja czy tylko ewolucja?
Zdecydowanie rewolucja. Polski sektor energetyczny nie jest w stanie uniknąć, ani też odłożyć w czasie tych bardzo dużych zmian. Cała transformacja z węgla kamiennego oraz brunatnego na odnawialne źródła energii i energię uzyskiwaną z atomu powinna odbyć się w sposób racjonalny oraz całkowicie kontrolowany. Razem z coraz większą ilością OZE należałoby pochylić się również nad tematem magazynowania tej energii, ponieważ dziś to zagadnienie jest praktycznie zupełnie pomijane. Wykorzystanie gazu ziemnego jako jednego z głównych paliw w okresie przejściowym musi być odpowiedzialne, a cały proces przemiany polskiej energetyki na tyle przemyślany, aby bezpieczeństwo energetyczne kraju nie było w żaden sposób zagrożone.
Przypisy
1 https://www.pse.pl/dane-systemowe/funkcjonowanie-kse/raporty-roczne-z-funkcjonowania-kse-za-rok/raporty-za-rok-2022#t1_2
2 https://www.gov.pl/web/klimat/minister-a-moskwa-odpowiedzia-na-najwazniejsze-wyzwania-transformacji-energetycznej-w-polsce-jest-spojna-strategia-dzialania
Polski sektor energetyczny nie jest w stanie uniknąć, ani też odłożyć w czasie bardzo dużych zmian
Olbrzymi rozwój prosumenckiej mikrogeneracji uwydatnił zbyt małą sztywność terenowych sieci dystrybucyjnych. Rodzi to problemy dotyczące wahań napięcia, przeciążeń linii w okresie wzmożonej generacji, a także wyłączania niektórych instalacji. Dochodzi do wzajemnej frustracji między prosumentami a operatorem energetycznym. Sytuację dopełnia rozkwit elektromobilności, magazynowania energii i struktury Smart Grid. Jaka rzeczywistość czeka polskie sieci dystrybucyjne?
Międzynarodowa polityka ma na celu ograniczenie emisji gazów cieplarnianych i osiągnięcie neutralności klimatycznej. Jest ona możliwa przez odejście od paliw kopalnych oraz zwiększenie udziału OZE w całkowitym miksie energetycznym. Rozpatrując sieci dystrybucyjne, ściślej mówiąc sieci nN, dominującym źródłem energii elektrycznej są mikroinstalacje fotowoltaiczne. Przepisy pozwalają odbiorcom końcowym stać się prosumentami, mogącymi obniżyć swoje rachunki za energię elektryczną. Jest to możliwe w starszej formie (net-metering), przy użyciu sieci jako wirtualnego magazynu energii lub w formie obecnych przepisów (net-billing), tzn. sprzedaży wygenerowanej energii po cenach hurtowych. Wzrost penetracji sieci nN przez źródła wytwórcze to konieczność przeistoczenia jej z sieci biernej w sieć aktywnie reagującą na nowe wyzwania. Należą do nich: dwukierunkowy przepływ energii elektrycznej, zmiana znaków spadków napięć, przekroczenia dopuszczalnego długotrwale obciążenia linii elektroenergetycznej w sytuacji dużej generacji i małego poboru energii elektrycznej, wahania napięcia i trudności z utrzymaniem właściwej jakości energii zasilającej. Utrzymanie wymaganego zakresu napięć u przyłączonych odbiorców wymaga zmiany pozycji prze-
Dawid Dębiński absolwent studiów inżynierskich (elektrotechnika), student studiów magisterskich (Elektroenergetyka) na Wydziale Inżynierii Środowiska i Energetyki, Politechnika Poznańska. Prezes KN ELECTRONUS
łącznika zaczepów w transformatorze, co z kolei w tradycyjnym wydaniu wymaga beznapięciowej interwencji brygady pogotowia energetycznego.
Wielowymiarowa rzeczywistość Budowa inteligentnych sieci elektroenergetycznych, tzw. Smart Grid, polega na dywersyfikowaniu źródeł wytwórczych z wykorzystaniem OZE, a także optymalnym zarządzaniu przesyłem i dystrybucją energii elektrycznej. To połączenie oznacza, że w rozwoju Smart Grid duże znaczenie ma zazębiane się wykorzystania OZE, zasobników energii, elektromobilności oraz roli prosumentów jako konsumentów i producentów energii elektrycznej. W skrócie energetyka ma „zejść pod strzechy”, a znaczenie odbiorcy (teraz prosumenta) wzrośnie. Idea Smart Grid wydaje się z jednej strony odległą, jednak z drugiej jest nieunikniona, ponieważ niedobór paliw kopalnych i pierwotnych zasobów energetycznych, przy nieustannym wzroście zapotrzebowania energetycznego ludzkości, zmusi ją do podjęcia konkretnych działań. Pomoże to w wyeliminowaniu niskoefektywnych, wysokoemisyjnych, konwencjonalnych źródeł energii elektrycznej, a także ograniczeniu strat przesyłowych i dystrybucyjnych.
Zagrożeniem stanie się utrzymanie jakości energii elektrycznej i stabilności, np. napięciowej. Konwencjonalny system elektroenergetyczny działał niejako liniowo, obecne wyzwania tworzą rzeczywistość wielowymiarową. Wymusza to interaktywne dostosowywanie się systemu do aktualnej sytuacji, optymalne działanie poszczególnych urządzeń. Powstanie Smart Grid uwarunkowane jest istnieniem wielopoziomowego systemu komunikacyjnego, wymiany i zarządzania danymi. To z kolei wymaga odpowiedniej obróbki, analizy i prognozy zachowań elementów całego systemu (także na podstawie danych historycznych).
Całość daje możliwość kierowania pracą systemu elektroenergetycznego, a także predykcji jego działania.
Stare i nowe problemy
Mikroinstalacje są przyłączane do sieci dystrybucyjnej nN na podstawie zgłoszenia. Operator sieci dystrybucyjnej nie wymaga analizy wpływu na sieć oraz uzgodnień. Przy dużej penetracji terenowych sieci nN przez OZE, ze względu na ich małą sztywność, wyzwaniem jest utrzymanie wartości napięcia w zakresie normatywnym. To szczególnie problematyczne, ponieważ obecnie jedynie incydentalnie posiadają podobciążeniową regulację napięcia. Przekroczenie dopuszczalnych
Obecna sytuacja stwarza niepodważalną okazję do rozwoju przydomowych magazynów energii
wartości skutecznych napięcia względem wartości zawartych w umowie stanowi nie tylko formalną niedogodność, ale też zagrożenie dla bezpieczeństwa użytkowania zasilanych urządzeń elektrycznych.
Nowe zjawiska często niosą ze sobą nowe zagrożenia. Dotyczy to również idei Smart Grid. Dopóki nie stanie się naprawdę wystarczająco rozwinięta (długi horyzont czasowy), niezawodność dostarczania energii elektrycznej do odbiorców może spaść. Blackouty i przerwy w zasilaniu mogą być częstsze niż dotychczas. Poleganie na wymianie danych może być zagrożeniem dla systemu elektroenergetycznego w sytuacji np. zawieszenia się systemu zarządzania energią, błędów w przesyle informacji lub ataku hackerskiego.
(nie)stacjonarne magazyny energii
Czy remedium na problemy niestabilności w sieciach dystrybucyjnych mogą być magazyny energii? Wiele na to wskazuje.
Doskonale nadają się do tzw. golenia piku z mikrogeneracji (ang. peak shaving), wyrównywania profili generacyjnych i poborów energii elektrycznej, a także przesuwania ich np. w przypadku generacji z południowej doliny zapotrzebowania w stronę jego wieczornego szczytu (ang. firming). Pozwala to na przesunięcie w czasie bądź też ograniczenie planowanych inwestycji sieciowych, mających na celu wyrównanie bilansu zapotrzebowania i generacji energii elektrycznej. Ograniczenie wahań napięcia w sieci dystrybucyjnej przez wyrównanie jej obciążeń to tylko część możliwości, w których posiadanie może wejść przysłowiowy „Nowak”, mając instalację fotowoltaiczną i magazyn energii. Nadchodzi czas, kiedy rozliczanie energii elektrycznej polegać będzie na stawkach godzinowych. Jej cena będzie się więc różniła w zależności od chwilowych warunków (szczyt lub dolina obciążenia). Odpowiednia współpraca z siecią elektroenergetyczną może pomóc w przyszłości nie tylko w bilansowaniu systemu elektroenergetycznego, ale także powiększeniu zasobności portfela „Nowaka” (choć musi pamiętać o liczbie cykli swojego magazynu energii).
Dużą szansą są idee wykorzystania prężnej elektromobilności i istniejących już magazynów energii w pojazdach elektrycznych jako mobilnych magazynów energii. W szczycie zapotrzebowania flota pojazdów elektrycznych mogłaby służyć systemowi elektroenergetycznemu, wspomagając generację, natomiast w dolinie zapotrzebowania mogłaby zwiększać systemowy pobór energii. Jak na razie jednak stosowanie idei V2G (ang. Vehicle to Grid) jest prawnie niemożliwe, zatem pozostaje czekać na nadchodzące rozwiązania legislacyjne. ***
Rozwój rozproszonych źródeł energii powinien prowadzić do modernizacji stanu sieci dystrybucyjnych, wprowadzenia działań monitorujących i zarządzających przepływem energii elektrycznej, z wykorzystaniem nowoczesnych technologii teleinformatycznych i urządzeń energoelektronicznych. Obecna sytuacja stwarza niepodważalną okazję do rozwoju przydomowych magazynów energii. Ich użycie niesie ze sobą wiele zalet, takich jak oddziaływanie stabilizujące, które w przypadku masowego rozwoju (jak mikroinstalacje fotowoltaiczne), może przenieść się na pracę całego polskiego systemu. Drugą zaletą jest niezaprzeczalne zwiększenie niezależności energetycznej prosumentów, którzy w ten sposób mogą odciąć się całkowicie lub częściowo od awarii w sieci elektroenergetycznej, zapewniając sobie zasilanie w sytuacji krytycznej.
Do wyprodukowania energii elektrycznej wykorzystuje się niejednokrotnie bardzo duże ilości wody. Ile potrzeba jej na cele chłodnicze?
Generacja energii elektrycznej jest jednym z najważniejszych czynników, które umożliwiają rozwój gospodarczy państw na całym świecie.
Dążenie do zwiększenia ilości produkowanej energii wynika z zapotrzebowania na nią w różnych sektorach, takich jak przemysł, transport czy gospodarstwa domowe. W związku z tym, technologie umożliwiające konwersję energii różnego rodzaju (np. chemiczną
czy mechaniczną) na energię elektryczną, są stale rozwijane i doskonalone.
W cyklu generowania energii elektrycznej wykorzystuje się bardzo duże ilości różnego rodzaju (odmienny od siebie sposób przygotowania oraz docelowy skład chemiczny) wody. Artykuł ma za zadanie prześledzić ilości wykorzystywanej wody na cele chłodnicze. Są to wielkości znaczące, z czego wynika fakt, że
elektrownie oraz elektrociepłownie zlokalizowane są w zdecydowanej większości przypadków w okolicach rzek, jezior lub sztucznych zbiorników.
wa: jądrowe, gaz ziemny oraz węgiel kamienny. Ilość stosowanej wody zapisano w formie trzech wartości – minimalnej, maksymalnej oraz mediany, czyli wartości środkowej. Wartości liczbowe zapisane są w jednostce m3/MWh. Należy zatem rozsądnie spoglądać na dane, mając na uwadze, że rocznie średniej wielkości elektrownia wytwarza kilka TWh energii elektrycznej (1 TWh to 106 MWh).
1 Zapotrzebowanie na wodę w przypadku różnych konwencjonalnych technologii generowania energii elektrycznej [1]
Zapotrzebowanie na wodę
W tabeli 1 przedstawione zostały różnego rodzaju metody generowania energii elektrycznej w podziale na rodzaj paliwa, sposób chłodzenia oraz zastosowaną technologię. Do zestawienia wybrano trzy typy pali-
Analizując powyższą tabelę, nie sposób nie zauważyć różnic pomiędzy poszczególnymi technologiami bazującymi na tym samym rodzaju paliwa oraz sposobie chłodzenia. Najłatwiej różnice te wykazać na przykładzie węgla kamiennego, co jednocześnie jest skorelowane z systemem energetycznym naszego kraju. Wynika z tego, że najbardziej oszczędną w wodę technologią jest IGCC, czyli blok gazowo-parowy ze zintegrowanym zgazowaniem paliwa. To niezwykle wydajna opcja generowania energii elektrycznej oraz ciepła (dzięki wymiennikom), której sprawności sięgają wartości z przedziału 45-55%. Znacznie niższą
„ Kwestia gospodarki wodnej powinna być brana pod uwagę w polityce energetycznej państw
są także emisje szkodliwych gazów (tlenków azotu, dwutlenku siarki czy dwutlenku węgla). Wszystko ma jednak swoją cenę i jak łatwo przypuszczać, to właśnie ten aspekt wpływa na fakt, że technologia IGCC nie jest jeszcze mocno rozpowszechniona na terenie naszego kraju.
W tabeli zostały wyszczególnione technologie podkrytyczne oraz nadkrytyczne, które poprzez balans parametrami pracy bloku (wyższe temperatury oraz ciśnienia) wpływają na wzrost sprawności układu. Niemniej wiąże się to także ze wzrostem zapotrzebowania na wodę, co jednak nie powinno zaskakiwać.
Inna technologia – CCS (carbon capture and storage) wiąże się z wychwytywaniem dwutlenku węgla ze spalin i jest składowaniem. Ma to za zadanie obniżenie emisji tego gazu do atmosfery. Sama w sobie idea prezentuje się znakomicie, jednak koszty jej wdrożenia zmusiły już kilka elektrowni do odstąpienia od wcielenia w życie tego projektu (sytuacja taka miała miejsce również na terenie Polski). Tabela podaje dodatkowe dane świadczące przeciwko wprowadzaniu CCS w życie. Wzrost zapotrzebowania na wodę w porównaniu technologii podkrytycznych oraz nadkrytycznych do analogicznych jednostek stosujących CCS jest ponaddwukrotny. Również jednoczesne zastosowanie zintegrowanego bloku gazowo-parowego (IGCC) z analizowaną technologią wychwytu CO2 mija się z celem – głównie z uwagi na niebotyczne koszty finansowe wprowadzenia takiego projektu w życie.
Technologie, które umożliwiają różnorodne konwersje energii z różnych źródeł na energię elektryczną, są stale rozwijane i doskonalone
Pozostając przy węglu kamiennym, najbardziej opłacalne wydaje się stosowanie systemu chłodzenia jednociągowego. Widać w tym przypadku znacznie obniżone wartości wykorzystania wody w porównaniu do technologii wyposażonych w chłodnię kominową, a w szczególności tych posiadającymi układy CCS. Jak wiadomo, technologie jądrowe są w dużej mierze podobne do węglowych w zakresie stosowanych urządzeń blokowych. Pociąga to za sobą również duże zużycie wody, która często jednak wykorzystywana jest w nieco innym celu. Na uwagę zasługują układy gazowe zaprojektowane w cyklu kombinowanym. Pomijając koszty wybudowania tego rodzaju zakładu energetycznego oraz ceny paliwa, technologia ta posiada szereg zalet, które powinny zachęcać do korzystania z tego rozwiązania. Pierwsza z nich to wysoka sprawność, sięgająca powyżej 50%. Kolejną jest
znaczna dyspozycyjność, a przede wszystkim bardzo krótki czas rozruchu, co umożliwia wykorzystywanie tego typu rozwiązań jako źródeł szczytowych. Jeżeli chodzi o wykorzystywanie wody, bez wątpienia układy kombinowane (gazowo-parowe) wygrywają z innymi technologiami, zwłaszcza przy zastosowaniu suchego rodzaju chłodzenia.
Brać wodę pod uwagę
Bez wątpienia stawiać powinno się na rozwiązania, które wykorzystują obiegi zamknięte wody (co może mieć jednak wpływ na sprawność procesów oraz koszt jednostkowy wytwarzanej energii), wodę odzyskaną z innych procesów (np. ze ścieków) lub na technologie bazujące na metodach hybrydowych czy suchych. Dużym problemem jest sytuacja mająca miejsce w lecie przy długotrwałych upałach, które z jednej strony doprowadzają do wzmożonego wykorzystywania wentylacji w budynkach przemysłowych, użyteczności publicznej oraz komunalnych, zaś z drugiej strony wpływają na obniżanie się poziomu wód w ciekach rzecznych lub sztucznych zbiornikach.
Jak wspomniano na wstępie, generacja energii elektrycznej jest nieodzownym elementem rozwoju gospodarczego państw na całym świecie. Technologie, które umożliwiają różnorodne konwersje energii z różnych źródeł (takich jak energia chemiczna, cieplna czy mechaniczna) na energię elektryczną, są stale rozwijane i doskonalone. Niemniej niezwykle istotnym czynnikiem, na który należy zwracać uwagę, jest woda – to ważne w kontekście przeprowadzania rozpatrywanego procesu.
Kwestia gospodarki wodnej powinna być brana pod uwagę w polityce energetycznej państw, szczególnie w przypadku postępujących zmian i nasilających się restrykcji w zakresie emisji szkodliwych gazów, w tym dwutlenku węgla, których wychwytywanie zwiększa wykorzystanie wody. Warto zaznaczyć, że są kraje mające łatwy dostęp do wody, jednakże sytuacja staje się znacznie bardziej skomplikowana w przypadku państw, których terytorium jest ograniczone w zasoby wodne.
Wniosek jest taki, że zmniejszenie zapotrzebowania na wodę w procesie produkcji energii elektrycznej jest ważnym aspektem, który należy uwzględnić w podejściu do jej wytwarzania. Wprowadzenie bardziej efektywnych technologii oraz zmiana polityki energetycznej państw, która zakłada minimalizowanie zużycia wody, są niezbędne, aby zapewnić stabilność i zrównoważony rozwój gospodarczy, jednocześnie chroniąc środowisko naturalne przed nieodwracalnymi szkodami.
Literatura
[1] Macknick J., Newmark R., Heath G., Hallett K.C., A Review of Operational Water Consumption and Withdrawal Factors for Electricity Generating Technologies, Denver 2011.